基于高頻分量的高壓直流輸電線路單端保護方法

李小鵬，戴文睿，林 圣，李世龍

(1.國網四川省電力公司電力科學研究院，四川 成都 610041；2.西南交通大學電氣工程學院，四川 成都 610031)

0 引 言

中國一次能源與電力負荷的逆向分布特性決定了高壓輸電將在中國電網結構中占據日益重要的地位。相比于高壓交流輸電，高壓直流輸電傳輸距離遠、傳輸功率大、經濟效益好，使其在遠距離輸電中脫穎而出[1]。目前，中國電網共建成并投運高壓直流輸電工程20多個，形成大規模“西電東送”“北電南送”的能源配置格局。到2020年，跨區、跨國電網輸送容量將達到410 GW，西北地區到東部的輸送距離達2000～3000 km以上[2]。

由于輸電距離遠、輸電線路長且周圍環境惡劣，容易出現區內短路等故障。根據現場運行經驗，區內線路故障約占直流輸電系統全部故障的50%，而區內線路故障發生后由線路保護正確動作、斷開故障線路的只有50%。另一半的區內線路故障是由直流控制系統響應動作，但直流閉鎖、關閉整個輸電系統的送端，引起不必要的系統停運會造成巨大的設備損耗和經濟損失[3]。

理想的直流輸電線路保護對位于線路兩側電流測點之間的線路區內故障進行動作，而對測點之外的區外故障應當不動作而由控制系統響應動作[4]。中國高壓直流輸電線路配置了行波保護，行波保護以故障后線路出口側電流中的行波波頭電壓、電流變化量和變化率為判據，進行線路故障檢測，當計算值超過整定值，輸出保護動作信號[3]。實際工程運行經驗表明，現有行波保護方法存在一定缺陷：1)行波保護無法動作于線路遠端過渡電阻大于100 Ω的區內高阻接地故障；2)行波保護會對線路遠端區外非高阻接地故障尤其是金屬性接地故障誤動。其拒動和誤動的原因如下：當發生區內遠端高阻接地故障時，由于過渡電阻大且故障距離遠，使行波保護計算采用的電參量(行波波頭電壓、電流變化量和變化率)在時域上的變化量顯著減小，以致無法滿足主動作判據，不能進行保護動作；而發生區外金屬性接地故障時，由于過渡電阻極小，會使行波保護計算值滿足保護動作判據，發生區內保護誤動。因此，行波保護無法正確區分線路遠端區內的高阻接地故障和遠端區外的金屬性接地故障，其可靠性低[5-6]。

下面基于高壓直流輸電系統拓撲結構，分析了高壓直流輸電線路區內和區外故障電流的特征，在此基礎上利用小波變換提取特定頻段電流，構建保護方法。仿真結果表明，該方法不受過渡電阻、故障距離影響，保護可靠性高。

1 故障特征分析

1.1 直流輸電系統結構

現有高壓直流輸電系統整流側結構如圖 1所示。

圖1 直流輸電系統整流側結構

由圖 1可知，在平波電抗器和直流濾波器兩側分別安裝有分流器1和分流器2，兩分流器測得電流分別記作ia、ib。

1.2 線路區內外故障特征分析

輸電線路故障電流蘊含著豐富的暫態信息，不同故障位置尤其是區內、外故障受直流線路兩側電抗器和濾波器的影響，傳輸到測點處的暫態信息區別很大。相比于傳統行波保護只利用線路故障電流的時域特征進行故障識別，所提方法采用濾波前后兩個故障電流來識別區內外故障，且提取其中最能反應區內故障的暫態信息，其準確性更高。

當故障未發生時，線路處于正常運行工況下，此時，直流濾波器對其兩側的12k次基波電流(k=1,2,3…，基波頻率50 Hz)有過濾作用，這幾個頻點僅全頻段很小一部分，濾波器對其余電流分量影響很小。故線路正常工作時，電流ib、ia的特定頻段差較小，只體現了濾波器兩側電流的自然差異。

1)區內故障特征分析

當線路區內發生接地故障時，故障點產生的大量暫態高頻信號迅速傳輸到分流器2，因此線路側電流信號ib所含高頻分量豐富；而經過濾波器傳輸到整流側后，ia的高頻分量大大衰減，計算所得特定頻段差遠遠大于系統正常工作及區外接地故障。因此，計算出的兩電流信號在所選頻段差值很大，能進行可靠的保護。

2)區外故障特征分析

當線路末端區外發生接地故障時，故障點同樣產生大量暫態信號，但由于暫態信號的傳播經過逆變側直流濾波器及整個線路，使ia和ib所含高頻分量較之區內故障大大減少，而整流器側電流ia所含高頻分量又在經過整流側直流濾波器后衰減，故線路側直流電流ib所含高頻分量仍多于整流器側直流電流ia所含高頻分量，且所得特定頻段差大于系統正常工作值，但又小于區內故障產生的特定頻段差。因此，計算出的兩電流信號在所選頻段差較小，不會產生保護誤動作。

根據以上特點，采取以下方法來構建高壓直流線路保護方法。

2 保護方法

在1.2節中介紹了輸電線路區內外故障下，分流器1和分流器2測得故障電流高頻分量的含量差異，利用小波分解提取兩分流器電流的高頻分量。

2.1 小波分解

設φ(t)為平方可積函數，若其對應的傅里葉變換ψ(ω)滿足式1)，即

(1)

則可將φ(t)視為小波母函數。

將小波母函數φ(t)進行如下的伸縮變換及平移變換，可得到在不同尺度下的小波基函數，即

(2)

式中：a為伸縮因子；b為平移因子。

對于函數f(t)∈L2(R)，其連續小波變換為

Wf(b,a)=(f(t),φa,b(t))

(3)

將φa,b(t)中的連續變量a和b離散化，此時φa,b(t)表示為

φj,k(t)=2-j/2φ(2jt-k)

(4)

式中，j為小波分解的層數。

對應序列f(t)的離散小波變換可表示為

Wf(j,k)=(f(t),φj,k(t))

(5)

選用電力系統故障分析常用的db4小波作為小波母函數，設置數據窗長為3 ms，采樣頻率為100 kHz，分解層數為5層，分別對故障后電流ia、ib進行小波分解。具體分解頻段如表1所示。

表1 小波分解頻段分布

記故障后3 ms內電流ia、ib分別對應的第3、第4、第5層小波分解系數為ia3、ia4、ia5及ib3、ib4、ib5。

2.2 保護判據

基于上述計算后，可構造保護判據如式(6)。

D>Dset,D=B-A

(6)

式中：D為高頻分量電流信號差值；Dset為保護動作值；B為分流器2處的高頻分量電流信號小波系數和，其值等于對3個序列ib3、ib4和ib5中的所有元素進行求和；A為分流器1處的高頻分量電流信號小波系數和，其值等于對3個序列ia3、ia4和ia5中的所有元素進行求和。

若D大于保護動作值Dset，則判定線路區內存在故障，輸出保護信號，線路保護動作；否則，判定線路區內不存在故障，不輸出保護信號。

3 仿真分析

為驗證所提方法對直流輸電線路故障識別的準確性，采用PSCAD/EMTDC建立±500 kV高壓直流輸電系統仿真模型；設置不同距離、不同過渡電阻的區內故障和區外故障，來考察所提保護方法的性能。線路末端區內發生高阻接地故障時的保護動作情況如圖2所示，線路末端區外發生金屬性接地故障時的保護不動作情況如圖3所示，更多故障情況下的保護動作情況如表2所示。

圖2 保護動作情況

由圖2可知，區內線路遠端高阻故障發生時，所提方法得到的高頻分量電流信號差值D明顯大于保護動作值，能快速識別并保護動作，表明所提方法對于區內的線路遠端高阻故障識別能力強。

圖3 保護不動作情況

由圖3可知，區外線路發生金屬性(低阻)接地故障時，所提方法得到的高頻分量電流信號差值D小于保護動作值，保護不會動作。

表2表明，對于過渡電阻為100 Ω、500 Ω，故障距離在1000～2500 km的接地故障，行波保護無法正確動作，但所提方法保護均可準確、快速識別。同時，對區外故障，所提保護方法能夠可靠不動作。

表2 各種故障情況下保護動作情況

4 結 語

基于高壓直流輸電系統拓撲結構，分析了輸電線路區內故障時故障電流高頻部分的信號特征，利用故障信號小波系數構造了保護方法，具有以下特點：

1)選取能夠反應接地故障特征的高頻電氣量作為保護特征量，所選的頻段受故障電阻和故障位置的影響小，提高了區內外故障的識別能力，能夠可靠地保護線路全長。

2)使用3 ms的滑動數據窗進行保護判別，減少了瞬時干擾信號對保護判據的影響。同時，僅使用線路單端電氣量，無需在線路兩側進行數據交換，在故障發生后5 ms內即可識別區內故障，保護動作速度快。